流体力学 管道计算

1、3.分段计算法 当站间起终点粘度变化较大时，用站间平均温度法计算摩阻损失误差较大。此时可将站间分成若干小段，分段计算管路的摩阻，然后各段摩阻相加。 将站间管路按管长或温度区间分成n段。 从加热站出口开始，由温降公式逐段计算每一小段li的起终点温度并计算其算术平均温度Tpj。 根据Tpj计算对应的油品粘度pj，及该小段摩阻hRi (4)整个加热站间的摩阻为:,考虑摩阻热时的轴向温降公式： 其中：,两个方程通过水力坡降i耦合在一起，需采用迭代算法，分段耦合计算。,习 题,庆咸管线里程高程数据收集如表1所示: 表1 庆咸管线里程高程数据 管径采用3775.5规格，2006年年输量为122.2104t

2、/a，原油密度850kg/m3，平均比热2000J/kg.，现场提供总传热系数为0.78 W/(m2.) ，年最低地温为3 ，出站温度为50 ，出站压力为0.8MPa，所输送原油的粘温关系如表2所示。 试计算该管线最冷工况下的压力和温度分布。,七.热油管道的设计计算的基本步骤 1.热力计算： 确定热力计算所需要的参数：TR、TZ、T0、K 计算加热站间距LR 计算加热站数 nR并化整，确定加热站间距和出站油温TR 计算加热站热负荷，选加热炉 2.水力计算 翻越点的确定 计算各加热站的摩阻hR（包括流态的判别） 计算全线所需总压头 选择泵型号及其组合方式，计算泵站扬程 确定泵站数并化整,3.确定

3、最优管径方案。方法与等温管相同，只是能耗费用包括动力费用和热能费用两部分 。 4.站址的确定 按最小设计输量布置热站，最大输量布置泵站，兼顾最大最小输量要求，尽量使热站和泵站合并。 给出若干输量下的热站和泵站的允许组合。 5.校核 TR、TZ HS, Hd 动静水压力 原动机功率及加热炉热负荷 Gmin,可能出现的流型和流体的组合是： 牛顿紊流牛顿层流非牛顿紊流非牛顿层流 由于原油物性和管路条件不同，管线不一定都存在以上全部流态，而是其中的几种组合。 目前的热输含蜡原油管道，管内可能出现的流型与流态的组合是： a.牛顿紊流非牛顿紊流非牛顿层流 b.牛顿紊流非牛顿紊流 c.牛顿紊流牛顿层流非牛顿

4、层流,输油站的工艺流程，是指油品在站内的流动过程，实际上就是站内管道、管件、阀门所组成的，并与其它输油设备（包括泵机组、加热炉和油罐）相连的输油管道系统。该系统决定了油品在站内可能流动的方向，输油站的性质和所承担的任务。,1.工艺流程设计原则 工艺流程要满足各输油生产环节的需要。输油管建成后，存在三个生产过程：试运投产、正常输油和停输再启动。 中间输油泵站的工艺流程要和采用的输送方式（开式、闭式）相适应。 便于事故处理和检修 经济、节约 能促使采用最新科学技术成就，不断提高输油水平。,2.输油站主要流程及其应用范围 来油与计算流量： 来油流量计阀组罐 该流程仅存在于首、末站，用于与外系统的油品

5、交换计量。 站内循环流程 罐泵炉阀组罐 应用范围： a.管道投产时作站内联合试运 b.输油干管发生故障或检修，防止站内系统的管道或设备凝油 c.下站罐位超高或发生冒罐事故 d.本站罐位超低或发生抽空现象 e.本站出站压力紧急超压 f.作为流程切换时的过渡流程,正输流程： 先泵后炉流程： 罐阀组泵炉阀组下站（首战） 上站来油阀组泵炉阀组下站（中间站） 若采用先炉后泵流程则为： 罐给油泵阀组炉泵阀组下站（首战） 上站来油阀组炉泵阀组下站（中间站） 用于管线的正常输油。 反输流程 下站来油阀组泵炉阀组上站 下站来油阀组炉泵阀组上站 应用范围： a.因各种原因使停输时间过长，需反输活动管线。 b.管道

6、输量太低，必须正反输交替运行。 c.清管器在进站管段受阻需进行反冲。 d.投产前管子预热。,压力越战流程： 上站来油阀组炉阀组下站 应用范围： a.输量较小 b.输油机组发生故障不能加压 c.供电系统发生故障或计划检修 d.站内低压系统的管道或设备检修 e.作为流程切换时的过渡流程 f.冷却水系统中断，使输油泵机组润滑得不到保证 全越战流程：上站来油阀组下站 应用范围： a.加热炉管破裂着火，无法切断油源 b.加热炉间着火，无法进入处理 c.非全越战不能进行站内管道、设备施工检修或事故处理,热力越战流程： 上站来油阀组泵阀组下站 应用范围： a.停炉检修 b.地温高，输量大，热损失小，可不加热

7、 c.加热炉系统发生故障，但可以断油源 收发清管器流程： 发送清管器： 罐（或上站）阀组泵炉阀组发送筒下站 罐（或上站）阀组炉泵阀组发送筒下站 接收清管器： 上站接收筒阀组泵炉阀组下站 上站接收筒阀组炉泵阀组下站 该流程只有在清管时才使用。,热泵站上先泵后炉流程的缺点,1.进泵油温低，泵效低 2.站内油温低，管内结蜡严重，站内阻力大 3.加热炉承受高压，投资大，危险性大,我国过去建设的管道采用“先泵后炉”的流程，是与旁接罐流程分不开的。在旁接罐流程下，若采用先炉后泵，则进站压力较低，加热炉受上一站的控制。目前我国有些管线已经将“先泵后炉”的流程改为“先炉后泵”流程。新设计的管线，不论是采用“泵

8、到泵”输送还是采用“旁接罐”输送，都应设计为“先炉后泵”流程，但进站压力一定要满足加热炉的工作压力的需要。,对原油的加热主要有两种方式：直接加热和间接加热,1、直接加热：即原油直接在罐式加热炉内加热，炉膛四周并列排有炉管，原油从管内流过，被火焰和烟气直接加热 。,加热炉直接加热油品，设备简单，投资省，占地少，但热效率低且不安全。,方箱式加热炉，炉膛大热惯性大，升温降温都需要较长的时间,2、间接加热 以某种中间热载体为热媒，燃料直接加热热媒，在换热器中热媒加热原油。,间接加热的优点： 运行安全可靠。一方面加热蒸汽压低，加热炉可在低压下运行 ；另一方面加热炉直接加热热媒，一般没有结焦问题。 原油在

9、热媒原油换热器中走全程压力损失可减少1/2以上。 热效率高且效率基本上不随热负荷变化，因而对输量和热负荷的适应性强。 体积小，重量轻，便于实现加热炉系统的轻型化和预制化。,缺点： 设备多，占地面极大，投资大 自控水平高，要求操作水平高 热媒为一种低毒有机化合物，当热媒温度高于60时，热媒与大气接触发生氧化，所以必须用氮气密封。,3.6热油管道的日常运行管理,热油管路的特性曲线 对等温管道： ，H是Q的单值函数 对热油管道： Q的变化引起流速和粘度的变化，而起二者的变化趋势相反的，其关键是流量变化会引起温度的变化。 H是Q和T的二元函数，即：,出现不稳定区的条件 1.粘度小时不存在不稳定区 2.

10、在紊流情况下，不会出现不稳定区 3.在层流情况下，会出现不稳定区，在实际中是可以经常遇到的 使其回到等温区（大流量区）的措施有： 在管线允许和可能的情况下，尽量提高出站油温。 尽快提高输量（开启备用泵或未开的泵站） 在上述两种措施都不行的情况下，输入轻质油品，用轻油将重油从管道中置换出来。,热输含蜡原油管道经济运行方案的确定,运行方案的经济性一般可用能耗费用来衡量。对于热油管道，能耗费用包括动力费用和燃料费用:,S总能耗费用，元/吨.公里 动力费用，元/吨.公里 燃料费用, 元/吨.公里 燃料油价格,元/吨 电力价格, 元/Kwh 燃料油热值,kJ/kg 所输油品比热，kJ/kg. 炉效 泵机

11、组效率 H加热站间管路所需压头，m 热站间距,km,求解热油管道的经济运行方案首先要建立数学模型。按照优化的观点，数学模型包括目标函数和约束条件两部分。目标函数即为评价方案好坏的指标，即为总能耗费用S。则热油管道最优运行方案的数学模型为：,目标函数：,约束条件：,（水力约束）,（进站压力约束）,（管路强度约束）,（泵特性约束）,（热力条件约束）,（热力条件约束）,三、热输含蜡原油管道的石蜡沉积,管内壁的结蜡机理、影响管内壁石蜡沉积速率的因素、管壁结蜡时温降和摩阻的影响以及减少结蜡和清蜡措施,1.管内壁结蜡机理,“结蜡”实际上是指管路内壁上沉积了某一层某一厚度的石蜡、胶质、凝油、砂和其它机械杂质

12、的混合物。也就是说结蜡层并非全部是蜡。,管内壁上的沉积物有明显的分界面。紧贴管壁的是黑褐色的薄层，其主要成分是蜡，是真正的结蜡层，这一层比较硬，一般有几个mm厚，且与管壁粘接得很牢。当结蜡层自然脱落时，这一层仍粘在管壁上。在这一薄层的上面，是一层黑色发亮的沉积物，厚度要大得多，主要成分是凝油，这一层的结构比较松散，强度也要弱得多。,管内壁结蜡实际上是石蜡在管内壁的沉积过程和油流的冲刷过程共同作用的结果。 石蜡在管壁上的沉积过程实际上是石蜡分子和微小粒子向管壁的扩散过程。 扩散过程主要包括四个方面机理：分子扩散、剪切弥散、布朗扩散、重力沉降。,分子扩散说认为，当管壁处温度低于析蜡点温度、并且低于

13、油流温度时，接近管壁处的原油中的蜡分子借助于管壁上的结晶中心（如内壁的粗糙凸起、机械杂质和砂等）结晶析出，并造成该处原油中溶解的蜡分子浓度低于油流。根据扩散定律，油流中的蜡分子便借助于浓度梯度往管壁附近迁移，并进而沉积下来如此扩散与沉积过程不断进行。根据这一原理，当油流温度高于管壁温度时，只要管壁处温度低于原油析蜡点，就会有蜡沉积，而不管油流温度是否低于析蜡点。,剪切弥散说认为，油流中已析出的蜡晶在流场速度梯度的作用下将往管壁方向运移，进而沉积在管壁上。 布朗扩散说则认为，悬浮于原油中的蜡晶颗粒存在无规则的热运动（即布朗运动），当原油中存在蜡晶颗粒的浓度梯度时，布朗运动的结果是使得蜡晶从油流中

14、高蜡晶浓度的区域迁移到管壁附近（因蜡晶沉积而使得其在管壁附近油流中的浓度较低），继而沉积下来。 重力沉降说认为，山于已析出的蜡晶颗粒与液态原油存在密度差，蜡晶颗粒也可能因重力作用而沉积下来,冲刷过程,流体在管内流动时，管壁处的剪切应力最大，随着结蜡层在管壁上的生长，管内流速不断增大，管壁处的剪切应力也不断增大，当管壁处的剪切应力凝结层的破环强度时，就会有部分沉积物从管壁上剥落下来。随着外部沉积物的剥落，凝结层还会生长，最后凝结层的生长和油流冲刷处于动平衡状态。凝结层厚度达到一个稳定值 。即由于冲刷过程的存在使结蜡层不会无限制的增长。,2.影响管壁石蜡沉积的因素,主要因素有油温、油品组成、油流速

15、度、管材的表面性质、油品粘度等,(1)油品组成的影响 原油中低分子量烃含量高，其对蜡的溶解度增强，蜡结晶析出温度相对降低。高分子量的蜡溶解度差，其结晶温度高，蜡沉积物的硬度大。 含蜡原油中含有数量不等的胶质和沥青质。研究表明胶质单独存在时，对蜡沉积过程没有明显的影响，胶质与沥青质一起就能加速形成密实的蜡沉积层。 原油含水率增大，蜡沉积速率降低，特别是形成水包油型乳状液后更是大幅度下降。 原油中含砂或其他机械杂质容易成为蜡结晶的核心，使蜡沉积强度增大。,(2)油温的影响 在接近析蜡温度的较高温度，或接近凝点的较低温度下输送时管道中的蜡沉积较轻，但在两者中间有一个蜡沉积较严重的温度区域。 根据蜡沉

16、积机理，在较高油温的管段蜡沉积不多，应与此时管内壁温度较高有关。在较低的油温下，油流与管壁的温差较小，高分子蜡扩散的动力较弱，与此同时，由于原油粘度较大，管流的剪切应力较大，作为蜡沉积过程第一步的沉积层表面凝油层易被冲刷掉。,(3) 原油与管壁的温差 原油与管壁的温差（沉积层中的温度梯度）决定着蜡分子通过沉积层扩散与沉积层中低分子量烃的反扩散，是蜡沉积的主要影响因素。当管壁温度低于析蜡点温度时，管壁温度与油流的温差愈大，蜡分子浓度梯度愈大，分子扩散作用愈强。 当壁温高于油温时，蜡分子因浓度差而运移的方向是由管壁趋向中心油流，故即使油温在蜡沉积高峰区内，但只要壁温高于油温，管内壁几乎不产生蜡沉积

17、。,(4)流速的影响 流速对管壁蜡沉积强度的影响主要表现为，随着流速的增大，管壁蜡沉积强度减弱。层流时的蜡沉积比紊流严重，Re 数愈小，蜡沉积愈多。因为随着流速的增大，原油与管壁的温差减小、管壁处剪切应力增大，这些因素都会使管壁上的蜡沉积层减薄。实践表明，当流速大于1 . 5 m / s 时，管内就较少蜡沉积。,(5)管壁材质的影响 试验表明，管壁的材质和粗糙度对蜡沉积也有显著影响。由于管壁或涂料表面性质不同，在石蜡结晶过程中，内壁所提供的结晶核心的多少和结晶的难易程度就不同。管壁的粗糙度愈大，愈易产生蜡沉积。,(6)蜡沉积层厚度与运行时间的关系 随着管道运行时间延长，蜡沉积速率逐渐减缓。 当

18、输量比较稳定且大于某一范围时，刚清管后蜡沉积层厚度增长较快，以后逐渐减慢，最终趋于某一稳定值。,3.管壁结蜡对温降和摩阻的影响,(1)结蜡层平均当量厚度,工程上常引用某段管路的当量结蜡厚度 ，认为该管段的结蜡情况对摩阻的影响与管内半径缩小了 相同。,(2)管壁结蜡对轴向温降的影响,管内壁结蜡后，其作用相当于增加了一层热阻，阻值为：,(3)管壁结蜡对摩阻的影响 管壁结蜡对摩阻的影响表现为两个方面。一方面由于内壁结蜡，使流通面积减少，内径由原来的 减小为 ，当石蜡不变时，摩阻升高。另一方面，由于结蜡层的保温作用，当温差不变运行时，沿程油温会升高，粘度减小，摩阻减小。当然结蜡层引起的摩阻升高还是主要

19、的。,4.减少结蜡和清蜡措施 管壁结蜡对热油管道的运行和管理是不利的， 防止和减少结蜡的措施有： (1)保持沿线油温均高于析蜡点，可大大减少石蜡沉积。 (2)缩小油壁温差。可采用保温的方法，既可以减少结蜡又可以降低热损失，但要进行技术经济比较，以确定是否采取保温措施。 (3)保持管内流速在1.5m/s以上，避免在低输量下运行 (4)采用不吸附蜡的管材或内涂层。 (5)化学防蜡。可用采用表面活性剂作为防蜡剂，阻止蜡分子在已结晶的表面上继续析出。也可以在原油中加入蜡晶改良剂，使石蜡晶体分散在油流中并保持悬浮，阻碍蜡晶的聚结或沉积。但目前这种方法还很不经济，因为化学添加剂太贵。 (6)清管器清蜡,清

20、管周期长，则动力消耗大，热损失小，清管费用也小；而清管周期短，动力消耗小，但热损失和清管费用大。因此存在一个使总费用最小的最优清管周期。 确定最优清管周期有两种方法。一种方法是根据过去历次的清管实践，统计计算出不同清管周期下的总费用，通过比较选择最优清管周期。这种方法的计算工作量相当大，且有很大的局限性。另一种方法是列出该问题的数学模型，通过优化方法进行求解。但这种方法要求知道管壁的结蜡规律（即结蜡层厚度与时间的关系），而目前在理论上还无法解决这个问题，因而求解时还存在许多问题。是一个尚待研究的课题。,3.7 热油管道的启动投产,一、试运投产前的准备工作,试运是管道由施工建设转入生产运行的关键

21、阶段。管道的设计是否符合实际，施工质量是否符合要求等问题都将在投产过程中集中地暴露出来。而且长输管道的投产还与油品的运输、电讯系统等方面密切相关，因此投产前要做好各项准备工作。 1.全线组成统一的投产指挥机构，确保各项工作能逐级落实。 2.配备好各岗位的工作人员，建立一支反应灵活的维修队伍。 3.讨论制定各种生产管理制度，如操作规程、生产报表等，配备好投产所需的各种设备工具，落实投产所需的水源、燃料和车辆等。 4.制定投产方案。,投产程序一般包括： 各站单体及整体冷热水试运。单体试运包括：清扫站内管道；高、低压系统各自进行严密性和强度性试压；加热炉单片和整体试压；输油泵机组72小时连续试运；加

22、热炉烘炉；各类阀门按工作压力值进行严密性试压；各类油罐经过装水试验不渗漏，各部件齐全、完整、合格，计量罐进行算定并有计量表；消防系统齐全可靠。完成上述单体试运工作后，再以水为介质进行站内联合试运，联合试运时采用站内循环流程。 冲洗清扫站间管路。采用大排量分段冲洗，并发送清管球扫除杂物和排出管内空气。为防止泥砂等杂物进入站内而损坏阀门和设备，应在进站前开口排污。清扫完后再重新补口。为了防止跑球，在大直径三通处应焊接挡条。 预热管路：一般采用热水预热。为了节省燃料和水源，缩短预热时间，长距离管道一般采用正反输预热，短管道一般采用单向预热。 通油投产，管线预热达到要求并全面检查合格后便可投油。 为了

23、顺利地进行以上投产程序，需要进行一系列的计算。其中最重要的是管道预热多长时间后方可正式投油，即预热时间计算。,二、启动过程的特点,1.正常输油时热油管周围土壤温度场的特点,等温线是系列圆心位于通过管中心的垂线上的不同心的圆。管壁是一条温度最高的等温线。随着温度的降低，等温线圆心下移，半径增大。根据上式作出的等温线将是：油管上部较密（温梯大），下部较疏。 热油管周围土壤中的等温线实际上不是圆，而是一组不同心的椭圆形的不规则曲线，且等温线的疏密程度随季节而变化，夏季是下密上疏，冬季是下疏上密。,不论是从实测的还是从计算结果都可以看出，热油管稳定运行时，管线周围的土壤温度要比其原始温度（自然地温）高

24、得多。 如任京线，529，投产一年后，管线埋深处距管壁2m处的土壤温度比原始温度高10左右。由于土壤的热容量比较大，所以土壤的蓄热量相当可观。据计算，上述529管道投产一年后，在距管壁1.86m的圆形土壳内，蓄热量达3.06 ，而每米管长油的蓄热量为1.17 ，仅为土壤的1/26。 那么土壤中如此大的蓄热量从哪里来的呢？我们知道，在稳定工况下，土壤本身只是传热介质，本身不吸热也不放热，因此土壤中所蓄入的如此大的热量只能从投产初期的不稳定传热过程中蓄入。,2.启动过程的特点 径向传热： 投产初期是不稳定传热过程。开始时钢管和土壤温度为原始土壤温度。热油或热水输入后，钢管及土壤从油流或热水中吸取大

25、量热量，开始时，由于油壁温差很大，传热量很大，散出的热量首先加热钢管、防腐层，然后是土壤，使附近的一层土壤温度升高，而此时由于管路及其附近土壤与外界土壤的温差很小，所以往远处土壤及大气的散热量很小。也就是说，首先在管路周围的土壤中蓄热。随时间的延长，管路附近的土壤温度不断升高，与油流的温差逐渐缩小，油流的热损失逐渐减小，而被加热的土层半径逐渐增大，土壤蓄热量逐渐上升。当各部分土壤吸收和向外传递的热量相等时，土壤的蓄热过程也就结束了。在管路周围的土壤中也就建立了稳定的温度场。,热影响区,蓄热量,散热量,稳定。,轴向情况 从管线轴向分析，沿油流流动方向，各处的散热情况是不同的。 起点断面，维持出站

26、油温不变运行时，油温基本不变，传热过程如上述所述，散热量随时间地延长而减小。其后的各个断面，由于沿程温降，油温较低，油壁温差较小，土壤蓄热量上升速度减慢，稳定的时间要长。 中间某段落，油流开始到达时，油温比起点低得多，散热量较少，随着启动时间的延长，油温逐渐上升，散热量可能经历先逐渐增大，然后又逐渐减小的过程。 终点断面处，开始投产时，热油或热水到达时可能已接近地温，要经过一段时间油温才逐渐上升且升温速度缓慢。此处散热量可能是逐渐升高的，最后达到稳定。,启动过程中，沿线各断面上，土壤温度场都是随时间而变化的，且各处的变化情况不同。启动过程的热力工况属于三维不稳定传热过程，,总的来说，启动过程的

27、传热量要大于正常输油时的传热量，因为在向外散热的同时，还要加热土壤。故启动过程中油流的温降比正常输油时大得多。,三、热油管路的启动方法,1.冷管直接启动 将热油直接输入温度等于管线埋深处自然地温的冷管道，靠油流降温放热来加热周围土壤。这样，最先进入管路的油流在输送过程中一直与冷管壁接触，散热量大，当管路较长时，油温很快降至接近自然地温，远低于凝固点。通常把这一段称为冷油头。冷油头散失的热量主要用于加热钢管及部分沥青层。冷油头中，有相当长的一段油流温度接近或低于凝固点。油头在管内凝结，使输送时的摩阻急剧升高，以至于会超出泵和管道强度的允许范围。因此只有当管道距离短，投油时地温高，并能保证大排量输

28、送情况下，才能采用冷管直接启动。对于长输管道，当地温接近凝固点时，也可采用冷管直接启动。,2.油品降凝降粘后直接启动 在原油中加入化学添加剂或稀油，降凝降粘后直接输入冷管路，这种方法要受降粘剂或稀油的限制。 3.热水预热启动 目前，对于大多数输送易凝原油的长管道，均采用此法启动。即在输送原油前先在管道中输送热水，往土壤中蓄入部分热量。建立一定的温度场后再输油。 预热的方法可以是单向预热（即一直从首战往末站输送热水），也可以是正反输交替预热。对于较长的管道，为了节约水和燃料，并避免排放大量的热水污染环境，常采用正反输交替预热。 热水预热启动虽然安全可靠，但要耗用大量的水、燃料和动力，且排出的热水

29、温度高，且往往含油，易造成环境污染（包括热污染和油污染）。 如73年铁秦线投产（720,454.3km），预热28天，用水47万方,近年来，有些管线启动时采用的方法是：在首战备足充满一个加热站间管道容积所需的水量，在投油前先往管路中输送热水，等热水达到第二站时首站开始投油。这样就使预热时间和用水量大大减少，一般输入热水后20个小时左右即可投油。,四、预热过程计算 计算目的： 了解土壤温度场随预热时间的变化情况 确定到达投油条件所需的预热时间 冷管路的热水预热过程就是周围土壤温度场的建立过程，也就是周围土壤的蓄热过程。也是土壤热阻不断增大、管路热损失不断减少的过程。 如果按 及Q由轴向温降公式推

30、算管路的总传热系数k，将表现为k值的不断下降。,按稳定传热公式计算的k值，不能反应不稳定传热过程中油管的散热特性。但在还未建立正确的算法前，工程上仍沿用上述值来分析启动过程，在输量和起点温度恒定的情况下，上述k值能大体上反映预热效果。 为了与稳定传热过程有所区别，用 表示不稳定传热过程的总传热系数。当钢管壁和沥青层的蓄热渐近稳定后， 值主要取决于土壤的不稳定传热过程。如用 表示不稳定导热过程土壤的放热系数，则 。 工程上常用 值与正常输油工况下的值 比较来判断预热过程是否达到稳定。当 下降到与 接近时即可投油。,(一) 与预热时间的关系,目前计算 与预热时间的关系有两种理论公式：恒热流法和恒壁

31、温法。,1.恒热流法 这种方法把满的热油管道的启动过程看作是埋在半无限大均匀介质中连续作用的线热源的不稳定导热过程。即认为土壤是各向同性的，管道传向各个方向的热流强度相等，且不随时间变化。,忽略轴向传热，只考虑某一横断面，为二维不稳定传热，其导热微分方程为：,一般认为，当 时，预热过程达到稳定，从而可由上式求得所需的预热时间t。,根据恒热流法计算预热时间偏长！,2.恒壁温法 这种方法作了如下假设： 把满的热油管道看作是无限大均匀介质中连续作用的圆柱形热源。 忽略地面散热的影响。 热源开始作用前，管壁及周围土壤温度为T0，一开始加热，管壁温度立即跃升到等于稳定状态下的温度，且保持不变，故名“恒壁

32、温法”,根据恒壁温法计算预热时间偏短！,实际的预热过程既不是恒热流的也不是恒壁温的。若达到同样的 ，恒热流法计算的时间较长，偏于保守，恒壁温法偏小，偏于不安全。 例：一条管道720，埋深h=1.6m，若需达到 =3.5 ，则： 按恒热流法计算所需预热时间305hr 13天 按恒壁温法计算所需预热时间99hr 4天,上述计算方法只适用于埋地不保温管线，不适用于保温管线。,(二)根据土壤蓄热量估算预热时间,这是从我国长输管道投产实际中总结出来的一种近似计算方法。根据我国多次长输热油管道的投产实际证明是可行的。这种方法认为当预热过程的实际蓄热量与稳定工况下的蓄热量之比达到某一百分数时即可投油。然后再

33、根据预热过程的实际热负荷计算所需的预热时间。 1.根据经验确定一个蓄热量比 由于各季的地温不同，所以稳定工况下的蓄热量各季也不同。各季的蓄热量比可取不同值。对于冬季投产的管线，一般可取 5060，夏、秋季可取 =3040% 。,线名 管长 管径 预热时间 投产日期 投油时进站水温,抚鞍线 130 426 19 72.12.31 67 53 4.7 铁秦线 454 720 28 73.9.24 63.2 34 2.66 庆铁线 523 720 18 74.9.20 60.7 34 1.98 任京线 119 529 5 76.6.29 30.9 34 1.73,2.计算稳定工况下的蓄热量,计算时按

34、站间平均油温 计算土壤的蓄热量 。近似认为管周围土壤中的等温线为同心圆，半径分别为h和D/2的圆筒之间的土层的蓄热量即为 。,首先将土层分成若干层，各层的内外侧温度可由上式计算。,整个土层的蓄热量为：,预热过程需要蓄入的热量为：,一般取n=67。,3.计算预热过程中的热负荷,预热过程中需要加热炉提供的热量为：,:蓄入土壤的热量(J),:排放热水损失的热量(J)，可根据来水温度和排水温度计算。,:散失到环境中的热量(J)。这一部分热量与季节、埋深、地下水位、土壤性质等有关，较难估算，计算时可取,4.计算预热时间,：加热站的发热能力 ，,：炉子的利用率,五、投油时应注意的问题： 管线预热完成后即可

35、改输原油。原油进入管道后，在油头到达末站之前的一段时间内，输油管道处于油水交替过程中。为了减少混油量，应注意以下几个问题：,1.尽可能加大输油量，一般应大于预热输水量的一倍。 2.在油头前（即油水界面处）连续放入23个隔离器（清管器） 3.首站油源和末站转运要衔接，投油后不得中途停输。 4.中间站尽可能采用压力越战流程。必须启泵时，要在混油段（含隔离器）过站后再启泵。 5.混油段进入末站后，要进专门的混油罐，混油罐的容量视情况而不同。放置隔离器时，可取混油罐容量为管道总容积的5，未放置隔离器时，混油罐的容量为管道总容积的40。混油进罐后，加温脱水，待含水合格后方允许外销。,3.8 热油管道的停

36、输温降和再启动计算,不论是计划停输还是事故停输，都有一个安全停输时间的确定问题。对于计划停输，制定停输计划时要考虑最长允许停输时间多长；对于事故停输，制定抢修计划时也要考虑允许的停输时间。,热油管道停输后，由于管内油温不断下降，粘度增大，管壁上的结蜡层增厚，会使管道再启动时的摩阻增大。当油温降至凝固点以下时，可能在整个管子断面上形成网络结构。必须有足以破坏凝油网络结构的高压，才能使管线恢复流动，而最高压力要受泵和管线允许强度的限制。,为了保证管线的顺利启动，必须了解管路在各种情况下停输后的温降规律，以确定顺利再启动的允许停输时间以及停输后必须采取的措施,管路停输后的温降过程同样属于不稳定的传热

37、过程。温降规律要受多种因素的影响。目前还没有成熟的计算方法。目前采用的计算方法主要有两类。一类是根据简化后导出的近似公式计算；另一类就是利用数值方法上机求解。管线的再启动压力除了与管内存油的温度有关外，还受油品性质、管线强度等因素的影响，更没有成熟的计算方法。,一、架空和水中管道的停输温降计算,架空和水中管道停输后，管路向外散失的热量就是管内存油和钢管降温所放出的热量。因此，其温降比埋地管线快得多。故埋地管线的穿跨越段往往是停输的“卡脖子段”。 对于热输含蜡原油管道，由于随着油温的降低会发生原油的相态变化，从而引起传热方式的变化，根据传热方式的变化，其降温过程可分为三个阶段： 第一阶段：油温高于析蜡点温度为第一阶段。如果停输时的油温低于，则不存在这一阶段。在这一阶段，管壁上的凝油层很薄，管内存油至管外大气或水的传热方式主要是对流放热（由油壁温差产生的自然对流），且由于该阶段油与周围的温差较大，放热强度大，故温降快，且整个断面上的油温基本均匀。,第二阶段：(TZLT中TSL) ，式中TZL称为滞留点温度，指的是管内油品失去自然对流时的温度，它一般高于凝固点低于反常点。 在该阶段，随油温和壁温的继续降低，一方面蜡不断结晶析出，使管壁处的原油首先失去流动性，而变成凝油层。随着油温层的不断加厚，热阻增加；另一方面，油流粘度增大，自然对流放热系数小，也使热阻增大